Méthodes pour la planification pluriannuelle des réseaux de distribution. Application à l'analyse technico-économique des solutions d'intégration des énergies renouvelables intermittentes

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Méthodes pour la planification pluriannuelle des réseaux

de distribution. Application à l’analyse

technico-économique des solutions d’intégration des

énergies renouvelables intermittentes

Heloïse Dutrieux

To cite this version:

Heloïse Dutrieux. Méthodes pour la planification pluriannuelle des réseaux de distribution. Applica-tion à l’analyse technico-économique des soluApplica-tions d’intégraApplica-tion des énergies renouvelables intermit-tentes. Autre. Ecole Centrale de Lille, 2015. Français. �NNT : 2015ECLI0021�. �tel-01491053�

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N° d’ordre : 279

ECOLE CENTRALE DE LILLE

THESE

Présentée en vue d’obtenir le grade de

DOCTEUR

En

Spécialité : Génie Electrique

Par

Héloïse DUTRIEUX

DOCTORAT DELIVRE PAR L’ECOLE CENTRALE DE LILLE

Titre de la thèse :

Méthodes pour la planification pluriannuelle des réseaux de distribution. Application à l'analyse technico-économique des solutions d'intégration des énergies renouvelables

intermittentes.

Soutenue le 03 novembre 2015 devant le jury d’examen :

Président Xavier ROBOAM, Directeur de Recherches CNRS, LAPLACE

Rapporteur Hamid BEN AHMED, Maître de Conférences HDR, ENS Rennes, SATIE Rapporteur Raphaël CAIRE, Maître de Conférences HDR, Grenoble INP ENSE3, G2Elab Membre Julien BECT, Professeur Adjoint de l’Ecole CentraleSupélec, L2S

Membre Manuel MATOS, Professeur, Universidade do Porto, DEEC

Membre Fabrizio PILO, Professeur, Università degli Studi di Cagliari, DIEE Codirecteur de thèse Bruno FRANCOIS, Professeur, Ecole Centrale de Lille, L2EP Codirecteur de thèse Gauthier DELILLE, Ingénieur-Docteur, EDF R&D

Thèse préparée dans le Laboratoire L2EP

Ecole Doctorale SPI 072 (Lille I, Lille III, Artois, ULCO, UVHC, EC Lille)

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Je remercie chaleureusement tous ceux qui ont contribué à ce projet de thèse. Ces travaux de recherche ont été effectués en collaboration avec le Laboratoire d’Electrotechnique et d’Electronique de Puissance de Lille (L2EP), le département Economie, Fonctionnement et Etudes des Systèmes Energétiques (EFESE) d’EDF R&D et le Laboratoire des Signaux et Systèmes (L2S). Cette thèse a bénéficié de l’appui financier de l’Agence Nationale de Recherche (ANR) via le projet APOTEOSE. Je tiens tout d’abord à remercier Bruno FRANCOIS, Professeur de l’Ecole Centrale de Lille, qui a dirigé mes travaux au cours de ces trois années. J’ai particulièrement apprécié ses relectures attentives et rapides et ses conseils avisés en communication et valorisation des résultats.

J’adresse toute ma gratitude à Gauthier DELILLE, Ingénieur-Docteur à EDF R&D, qui s’est fortement investi dans le pilotage de ces travaux de thèse. Gauthier m’a toujours prodigué des remarques scientifiques constructives et des conseils utiles en communication et gestion de projet. Je lui suis très reconnaissante d’avoir partagé son expérience et sa passion pour la recherche et le développement des réseaux électriques.

Je remercie chaleureusement Julien BECT, Professeur Adjoint de l’Ecole CentraleSupélec, qui m’a apporté un solide appui scientifique en approximation et optimisation de fonctions par krigeage. Julien s’est montré pédagogue et passionné et m’a toujours transmis des suggestions pertinentes sur mes travaux de thèse. Cela a été un véritable plaisir de travailler avec lui.

Je souhaite également remercier Antoine MINAUD et Guillaume PELTON, Ingénieurs à ERDF, pour avoir suivi de près ces travaux et m’avoir permis de découvrir différentes facettes du métier de gestionnaire de réseau de distribution.

Je suis très honorée que Hamid BEN AHMED, Maître de Conférences HDR à l’ENS Rennes, et Raphaël CAIRE, Maître de Conférences HDR à Grenoble INP ENSE3, aient accepté d’expertiser le présent mémoire. Leurs questions et observations m’ont été fort utiles pour préparer la soutenance de thèse et améliorer le mémoire. J’adresse également mes vifs remerciements à Xavier ROBOAM, Directeur de Recherches CNRS au LAboratoire PLAsma et Conversion d’Energie (LAPLACE), Manuel MATOS, Professeur de Universidade do Porto, et Fabrizio PILO, Professeur de Università degli Studi di Cagliari, qui m’ont fait l’honneur d’évaluer mes travaux lors de la soutenance.

Au cours de ces trois années, j’ai eu la chance de travailler dans une très bonne ambiance grâce à mes collègues d’EDF R&D, du L2EP et du L2S. Je les remercie tous chaleureusement pour m’avoir fait vivre une expérience enrichissante autant sur le plan scientifique que sur le plan humain. Merci en particulier à : Gilles M., pour son optimisme, son soutien et ses conseils avisés, Carmen C. et Marjorie C., pour leur entrain et leur écoute dans les moments difficiles, Juliette M., pour sa générosité et ses encouragements constants, et enfin Guido C., Vera E., Mathias F., Juliana M., Bruno I., Xingyu Y., Ghislain D., Sylvio N., Reda B., Bilquis M. et Yuan L., pour tous les bons moments passés ensemble. Je souhaite également témoigner ma reconnaissance à ma belle-famille, Claude, Odile et Robin, pour leur aide précieuse lors de mes périodes à Lille.

Je remercie du fond du cœur ma famille et mes amis, et tout particulièrement mes parents Sylvie et Vincent, mon frère Clément et ma sœur Mélisande. Rien n’aurait été possible sans leur présence durant mes années d’études.

Enfin, mes derniers remerciements vont à mon compagnon Alban qui a toujours été à mes côtés dans les bons comme dans les mauvais moments, qui s’est montré compréhensif, patient et attentionné, et qui m’a donné la force de mener ce projet à bien. Alban, merci pour ton amour et ta confiance.

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Table des matières

Remerciements ... 3

Table des matières ... 7

Glossaire ... 11

Abréviations ... 13

Introduction générale ... 15

Chapitre 1 Planification des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables intermittentes ... 19

1.1 Introduction ... 19

1.2 Les réseaux de distribution d’électricité ... 19

1.2.1 La structure des réseaux de distribution ... 20

1.2.2 Les utilisateurs du réseau ... 21

1.2.3 Les gestionnaires de réseaux de distribution ... 22

1.3 La planification actuelle des réseaux de distribution ... 22

1.3.1 Les études décisionnelles et les plans de planification ... 23

1.3.2 Les principales hypothèses des études décisionnelles ... 28

1.3.3 La planification budgétaire des investissements ... 32

1.4 Problématique du raccordement des énergies renouvelables ... 33

1.4.1 La capacité d’accueil des réseaux ... 33

1.4.2 Les leviers traditionnellement utilisés pour augmenter la capacité d’accueil ... 34

1.4.3 La procédure actuelle des études de raccordement des producteurs ... 36

1.4.4 Les limites des leviers traditionnels pour l’intégration des énergies renouvelables ... 36

1.5 Les leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables ... 38

1.5.1 Les leviers agissant sur les flux de puissance réactive ... 38

1.5.2 Les leviers agissant sur le plan de tension ... 40

1.5.3 Les leviers agissant sur les flux de puissance active ... 41

1.5.4 Les leviers agissant sur les caractéristiques électriques du réseau ... 43

1.5.5 Les leviers de type réglementaire ... 44

1.5.6 Les combinaisons de leviers couramment envisagées ... 45

1.5.7 Bilan des caractéristiques des leviers d’intégration des énergies renouvelables... 45

1.6 Problématique des études de planification incluant des leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables ... 48

1.6.1 Incidence des leviers d’intégration des énergies renouvelables sur la planification des réseaux de distribution ... 48

1.6.2 Etat de l’art sur les approches de planification incluant des leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables ... 49

1.7 Positionnement des travaux ... 52

1.8 Conclusion ... 52

Chapitre 2 Méthodes pour l’analyse de stratégies de planification pluriannuelles : mise en place d’un cadre adapté à l’étude des leviers d’intégration des énergies renouvelables ... 55

2.2 Le cas de référence ... 55

2.3 La démarche adoptée pour la planification pluriannuelle des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables ... 56

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Table des matières

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2.3.1 L’utilisation de stratégies de planification ... 57

2.3.2 L’utilisation de plusieurs scénarios pluriannuels d’insertion des énergies renouvelables .. 57

2.3.3 La modélisation du réseau basse tension ... 58

2.3.4 La démarche générale de recherche des stratégies de planification efficaces ... 58

2.3.5 Le développement d’un outil de simulation pour l’analyse technico-économique des stratégies de planification ... 58

2.4 Le générateur de scénarios pluriannuels ... 59

2.4.1 Les caractéristiques des nouveaux producteurs ... 60

2.4.2 Les profils temporels des grandeurs électriques ... 67

2.5 La création des stratégies de planification ... 68

2.5.1 Les phases d’analyses et d’actions du gestionnaire de réseaux de distribution ... 69

2.5.2 Les règles de planification ... 70

2.5.3 Les stratégies de planification ... 72

2.6 Le simulateur d’évolution du réseau ... 74

2.6.1 Estimation de l’état électrique du réseau ... 75

2.6.2 Application à la planification actuelle des gestionnaires de réseaux de distribution français ... 77

2.7 Le bilan économique ... 79

2.7.1 Les coûts intervenant dans le bilan économique ... 80

2.7.2 Les indicateurs de coût global ... 82

2.8 Les indicateurs statistiques d’une stratégie sur plusieurs scénarios ... 85

2.8.1 Les indicateurs statistiques classiques ... 85

2.8.2 Autres indicateurs statistiques ... 88

Chapitre 3 Estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau moyenne tension : réduction du temps de calcul ... 91

3.2 Problématique du temps de calcul dans la planification des réseaux de distribution ... 91

3.2.1 Les avantages et les inconvénients des séries temporelles au pas 10 minutes ... 91

3.2.2 Les options envisagées pour réduire le temps de calcul ... 93

3.2.3 La démarche suivie pour réduire le temps de calcul ... 95

3.3 Etat de l’art sur les techniques d’approximation non-intrusives ... 95

3.3.1 Notations mathématiques ... 95

3.3.2 La procédure générale d’approximation ... 96

3.3.3 Les méthodes d’échantillonnage ... 99

3.3.4 Les méthodes d’approximation ... 104

3.4 Comparaison des techniques d’approximation non-intrusives pour l’estimation annuelle de l’état électrique du réseau moyenne tension ... 107

3.4.1 L’étude de cas ... 107

3.4.2 Les méthodes d’échantillonnage et d’approximation étudiées ... 108

3.4.3 Les indicateurs de performance ... 109

3.4.4 Les résultats de l’étude ... 111

3.5 Procédure automatique d’approximation de l’état électrique du réseau moyenne tension pour des scénarios pluriannuels ... 125

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3.5.1 Description de la procédure d’approximation proposée ... 125

3.5.2 Illustration des performances de la procédure d’approximation proposée sur des scénarios pluriannuels ... 127

3.5.3 Discussion des limites de la procédure d’approximation proposée ... 129

Chapitre 4 Application à l’étude paramétrique de la stratégie de planification actuelle ... 133

4.2 Influence de la tangente phi minimale admissible des producteurs HTA ... 133

4.2.1 Présentation de la problématique ... 133

4.2.2 Quelques précisions sur le modèle de la stratégie de planification actuelle ... 135

4.2.3 Influence sur le dimensionnement et l’exploitation du réseau ... 136

4.2.4 Influence sur les coûts ... 141

4.2.5 Résultats pour différents taux de pénétration des énergies renouvelables ... 146

4.2.6 Bilan de l’étude de cas ... 146

4.3 Influence de la révision de la consigne de tangente phi des producteurs HTA existants ... 147

4.3.1 Présentation de la problématique ... 147

4.3.2 Conséquences possibles de l’absence de révision des consignes de tangente phi ... 148

4.3.3 Comparaison des stratégies de planification avec et sans révision des consignes de tangente phi ... 149

4.3.4 Bilan de l’étude de cas ... 158

4.4 Influence de la prise en compte des surcoûts de la chaîne de conversion dans les études de raccordement des producteurs HTA ... 159

Chapitre 5 Application à l’étude de stratégies de planification incluant des leviers novateurs : exemple de l’effacement de production ... 161

5.2 Procédures particulières pour l’étude de l’effacement de production ... 162

5.2.1 Création de stratégies de planification incluant l’effacement de production ... 162

5.2.2 Etude de la faisabilité technico-économique de l’effacement de production en planification ... 165

5.2.3 Estimation des grandeurs d’intérêt de l’effacement de production et son impact sur l’état électrique du réseau ... 171

5.2.4 Valorisation de l’effacement de production dans le bilan économique ... 174

5.3 Etude de l’influence de l’effacement de production pour résoudre des surtensions ... 175

5.3.1 Influence de l’effacement « derniers arrivés, premiers effacés » ... 177

5.3.2 Comparaison des techniques d’effacement « derniers arrivés, premiers effacés » et « au prorata » ... 184

5.4 Discussion des hypothèses de l’étude ... 187

5.4.1 Les grandeurs d’intérêt de l’effacement de production ... 187

5.4.2 Les puissances maximales des producteurs en cas de contrainte ... 188

5.4.3 La valorisation de l’énergie effacée ... 189

5.4.4 Les coûts intervenant dans le calcul technico-économique des études de raccordement des producteurs HTA ... 190

5.4.5 Les contraintes opérationnelles liées à l’effacement de production ... 192

5.4.6 La contractualisation de l’effacement de production ... 193

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Table des matières

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Chapitre 6 Optimisation d’une stratégie de planification ... 197

6.2 Présentation de la problématique d’optimisation ... 197

6.2.1 La formulation mathématique du problème d’optimisation ... 197

6.2.2 La résolution numérique du problème d’optimisation ... 201

6.2.3 Les algorithmes d’optimisation à base de krigeage ... 206

6.3 Informational Approach to Global Optimization : fondamentaux et formalisme ... 207

6.3.1 Approximation par krigeage ... 207

6.3.2 Sélection du prochain point d’évaluation ... 209

6.4 Application à l’optimisation d’une stratégie de planification mono-variable ... 215

6.4.1 Démarche de l’étude ... 215

6.4.2 Résultats d’une exécution de l’algorithme IAGO ... 216

6.4.3 Performances de l’algorithme IAGO sur 150 exécutions ... 218

6.5 Perspectives en matière d’optimisation ... 219

6.5.1 L’échantillonnage des scénarios ... 220

6.5.2 La robustesse des solutions optimales ... 221

6.5.3 La sélection des points d’évaluation ... 222

6.5.4 L’optimisation des stratégies de planification multi-variables ... 222

Conclusion générale ... 225

Annexes ... 229

Annexe 1 Définition de la capacité d’accueil à partir d’un modèle analytique du plan de tension d’un départ unifilaire à grandeurs uniformément réparties ... 229

Annexe 2 Estimation des gaines en capacité d’accueil des leviers d’intégration des énergies renouvelables ... 233

Annexe 3 Comparaison des approches de planification incluant des leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables ... 250

Annexe 4 Diagrammes d’activités du modèle de la stratégie de planification actuelle ... 257

Annexe 5 Comparaison de plusieurs modèles de réseau basse tension ... 278

Annexe 6 Evolutions annuelles du réseau d’étude suite à l’application de la stratégie de planification actuelle sur un scénario pluriannuel ... 300

Annexe 7 Influence de la prise en compte des surcoûts de la chaîne de conversion de puissance dans les études de raccordement des producteurs HTA ... 307

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Branche Liaison électrique reliant deux nœuds du réseau.

Capacité d’accueil en un nœud Puissance de raccordement maximale qui respecte à tout moment les contraintes de tension et de courant sur l’ensemble du réseau.

Câble Liaison électrique posée en souterrain.

Clients Mal Alimentés Consommateurs raccordés en basse tension, sujets à des contraintes

ponctuelles de tension basse à leur point de raccordement.

Demi-rame HTA Ensemble des départs HTA en aval d’un transformateur

HTB/HTA.

Départ Ensemble des liaisons électriques ayant en commun une liaison

électrique amont connectée au secondaire d’un transformateur.

Départ direct producteur Départ accueillant uniquement des producteurs.

Départ mixte Départ accueillant à la fois des consommateurs et des producteurs.

Effacement de production Limitation de la puissance active d’un producteur ENR en dessous

de ce que la ressource primaire disponible (vent, ensoleillement) devrait normalement permettre d’injecter sur le réseau.

Energies renouvelables Installations de production électrique à base d’énergies

renouvelables : éoliens, photovoltaïques, etc.

Hypercube Analogue k-dimensionnel d’un carré (k = 2) et d’un cube (k = 3).

Jeu de barres HTA Equipement électrique situé dans le poste source permettant de

relier électriquement le secondaire d’un transformateur HTB/HTA et des départs HTA

Levier d’intégration des ENR Solution technique favorable à l’intégration des ENR, permettant d’augmenter la capacité d’accueil des réseaux.

Levier novateur Levier d’intégration des ENR non utilisé dans la planification

actuelle des réseaux de distribution, en cours d’investigation pour la planification future.

Levier traditionnel Levier d’intégration des ENR communément utilisé dans la

planification actuelle des réseaux de distribution.

Load-flow Calcul de répartition des flux de puissance sur un réseau.

Méthode d’échantillonnage Méthode servant à sélectionner ou générer un plan d’expériences.

Méthode d’approximation Méthode servant à construire une estimation d’une variable y = f(x)

à partir d’un ensemble d’observations de f.

Méta-modèle Modèle de substitution d’un modèle exact.

Minimiseur d’une fonction Valeur de la variable d’entrée de la fonction pour laquelle la fonction est minimale.

Nœud Point du réseau auquel on peut définir une puissance soutirée ou

injectée. Il définit aussi le début ou la fin d’une branche électrique.

Nœud bilan Nœud électrique de référence du calcul de load-flow, qui est utilisé

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Ouvrage du réseau Tout équipement appartenant au réseau public d’électricité :

transformateur, jeu de barres, liaison électrique, poste de transformation, etc.

Observation Résultat d’un phénomène (ex : y(i) est une observation de la

fonction f : x a y au point x(i)).

Plan d’expériences Ensemble des observations d’un phénomène.

Planification des réseaux Ensemble des moyens mis en œuvre pour anticiper les évolutions du réseau nécessaires à l’acheminement de l’électricité au moindre coût pour la société et dans des conditions optimales de sécurité, de qualité et d’impact environnemental.

Poste de transformation Interface entre deux réseaux de tension différente, étant notamment

le siège de la transformation, de la répartition des flux d’énergie et de la protection du réseau.

Poste source Poste de transformation situé entre le réseau de transport et le

réseau de distribution moyenne tension.

Poste de distribution publique Poste situé entre les réseaux moyenne tension et basse tension.

Raccordement Action de connecter un nouvel utilisateur au réseau en veillant à ce

que le nouvel utilisateur ne perturbe pas le fonctionnement du système électrique (sécurité, qualité de l’électricité) et satisfasse les contraintes locales du réseau (tension, courant).

Règle de planification Règle décrivant une analyse ou action élémentaire que le GRD

mène en planification afin de raccorder de nouveaux utilisateurs, d’anticiper/résoudre des contraintes sur le réseau existant et/ou de développer le réseau.

Renforcement Substitution des ouvrages du réseau en vue de résoudre et/ou

d’anticiper des contraintes sur le réseau considéré.

Réseau de distribution Réseau électrique moyenne et basse tension dédié à

l’acheminement local de l’électricité.

Réseau de transport Réseau électrique haute tension dédié à l’acheminement de

l’électricité sur de longues distances.

Stratégie de planification Ensemble ordonné de règles de planification, décrivant l’arbre décisionnel du GRD

Tangente phi d’un utilisateur Ratio entre la puissance réactive et la puissance active d’un utilisateur.

Température minimale de base Température la plus froide atteinte une fois par an sur les trente dernières années.

Transformateur Equipement électrique situé dans les postes de transformation,

servant à modifier les niveaux de tension et de courant des flux d’énergie.

Utilisateur du réseau Toute installation de consommation et/ou de production raccordé

au réseau, soutirant ou injectant de l’énergie électrique sur ce réseau.

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ACP Analyse en Composantes Principales

BT Basse Tension ; toute tension inférieure à 1 kV.

CM Interpolation Constante par Morceaux « plus proche voisin »

CBA Coût Brut Actualisé

CMA Clients Mal Alimentés

CNA Coût Net Actualisé

CRE Commission de Régulation de l’Energie

CSPE Contribution au Service Public de l'Electricité

D-STATCOM Distribution STATCOM

D-SSSC Distribution Static Synchronous Series Compensator

DTR Documentation Technique de Référence

ECM Entropie Conditionnelle du Minimiseur

ENR ENergies Renouvelables

ERDF Electricité Réseau Distribution France

FACTS Flexible AC Transmission System ; systèmes de transmission AC flexibles.

GR Grille Régulière élaguée

GR5 Grille Régulière élaguée de 5 niveaux

GRD Gestionnaire de Réseaux de Distribution

HL Plan Hypercube Latin maximin

HL200 Plan Hypercube Latin maximin de 200 points

HTA Haute Tension niveau A, communément appelée moyenne tension ; toute tension

comprise entre 1 kV et 50 kV.

HTB Haute Tension niveau B ; toute tensions supérieure à 50 kV.

IAGO Informational Approach to Global Optimization ; algorithme d’optimisation à base

de krigeage.

K Krigeage ordinaire avec une covariance de Matérn

K32 Krigeage ordinaire avec une covariance de Matérn de paramètre ν égal à 3/2

K52 Krigeage ordinaire avec une covariance de Matérn de paramètre ν égal à 5/2

Kga Krigeage ordinaire avec une covariance de Gauss

Kge Krigeage ordinaire avec une covariance de Matérn générale

MG Plan Moyen basé sur une Grille régulière

MG5 Plan Moyen basé sur une Grille régulière de 5 niveaux

PCS Power Conversion System ; chaîne de conversion de puissance des producteurs

HTA.

R Regret anticipé

R&D Recherche & Développement

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Abréviations

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RP1 Régression Polynomiale d’ordre 1 (linéaire)

RP2 Régression Polynomiale d’ordre 2 (quadratique)

RP3 Régression Polynomiale d’ordre 3 (cubique)

PA Procédure d’approximation de l’état électrique annuelle du réseau moyenne tension

PAC Plan Aléas Climatiques

RBC Ratio Bénéfice sur Coût

SD Schéma Directeur

SRRRER Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables

SSED Système de Stockage d’Energie Distribué

ST Séries Temporelles

ST60 Séries Temporelles avec un pas de 60 minutes

STATCOM Static Synchronous COMpensator ; compensateur statique synchrone.

SVC Static Var Compensator ; compensateur statique de puissance réactive.

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Les installations de production électrique à base d’énergies renouvelables (ENR) se sont largement développées depuis les années 2000 grâce notamment aux politiques d’incitation et à un niveau satisfaisant de maturité technologique. Contrairement aux installations de production conventionnelles, les ENR sont majoritairement décentralisées, intermittentes et raccordées aux réseaux de distribution. L’insertion de cette production peut requérir des développements des réseaux de distribution afin de respecter les capacités constructives des matériels et les exigences de sécurité et de qualité auprès des utilisateurs du réseau. Ces adaptations de réseau, qui consistent en des renforcements et/ou créations d’ouvrages, sont déterminées lors de la planification des réseaux de distribution et, en particulier, lors des études de raccordement des nouveaux producteurs. En présence d’une forte production décentralisée, les méthodes de planification traditionnelles aboutissent généralement à des travaux d’adaptation du réseau potentiellement coûteux et longs à mettre en œuvre. Ce recours fréquent au renforcement de réseau provient en grande partie de l’approche déterministe utilisée pour dimensionner le réseau en planification. Cette approche consiste à systématiquement adapter le réseau pour résoudre 100 % des contraintes détectées sur des cas pessimistes de consommation et de production, même si le risque de contrainte causé par la production intermittente est faible en pratique.

Plusieurs leviers alternatifs au renforcement, comme le réglage de la puissance réactive et l’effacement de puissance active des producteurs, ont été identifiés comme favorables à l’insertion des ENR dans les réseaux de distribution. Ces leviers, potentiellement moins coûteux qu’un renforcement immédiat du réseau, pourraient temporairement être mis en œuvre pour couvrir le risque de contrainte causé par la production intermittente. L’utilisation de tels leviers implique toutefois de réviser les méthodes de planification pour pouvoir caractériser le risque prévisionnel de contrainte causé par la production intermittente et donc rechercher des combinaisons de leviers traditionnels et novateurs permettant de réduire les coûts d’intégration des ENR tout en maintenant un niveau de risque acceptable en exploitation. Plusieurs approches de planification ont été proposées récemment pour étudier les impacts technico-économiques de ces leviers. Ces approches comportent toutefois des limites pouvant fausser l’estimation des performances des leviers d’intégration d’ENR. A notre connaissance, aucune des approches de planification existantes ne permet d’établir la meilleure stratégie pour intégrer les ENR à moyen/long terme, au meilleur coût pour la société et pour une qualité de fourniture donnée. Les travaux de recherche présentés dans ce mémoire ont pour objet d’apporter une vision stratégique des leviers d’intégration des ENR à l’aide de nouvelles méthodes pour l’analyse et la planification pluriannuelle des réseaux de distribution. Comparée à l’état de l’art, l’approche adoptée présente l’avantage d’estimer les performances des leviers d’intégration d’ENR à moyen/long terme en considérant trois éléments importants généralement négligés : 1) le comportement du gestionnaire de réseau de distribution, 2) les incertitudes sur l’arrivée des ENR, et 3) les interactions entre les réseaux moyenne tension (HTA) et basse tension (BT). Ces trois axes d’amélioration de l’existant ont pu être proposés grâce à des méthodes de réduction de temps de calcul appliquées à l’estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau. Le comportement du GRD est modélisé sous la forme d’un arbre décisionnel paramétrable, appelé « stratégie de planification », qui décrit notamment les leviers d’intégration d’ENR à mettre en œuvre en cas de contrainte causée par la production. Pour faciliter la recherche de stratégies de planification efficaces et mettre en œuvre les propositions de cette thèse, l’approche proposée a été implantée au sein d’un outil qui simule les évolutions annuelles du réseau lorsqu’une stratégie de planification est appliquée sur des scénarios pluriannuels d’arrivée de producteurs HTA et BT. Cet outil de simulation peut être utilisé pour analyser et optimiser différentes

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Introduction générale

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stratégies de planification incluant des leviers traditionnels et novateurs d’intégration d’ENR en tenant compte de l’incertitude des arrivées d’ENR.

Le mémoire de thèse est constitué de six chapitres (Tableau 1) :

- Chapitre 1 : planification des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables intermittentes.

- Chapitre 2 : méthodes pour l’analyse de stratégies de planification pluriannuelles : mise en place d’un cadre adapté à l’étude des leviers d’intégration des énergies renouvelables.

- Chapitre 3 : estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau moyenne tension : réduction du temps de calcul.

- Chapitre 4 : application à l’étude paramétrique de la stratégie de planification actuelle.

- Chapitre 5 : application à l’étude de stratégies de planification incluant des leviers novateurs : exemple de l’effacement de production.

- Chapitre 6 : optimisation d’une stratégie de planification.

Le chapitre 1 fournit les informations nécessaires à la compréhension du contexte et des motivations de ces travaux de recherche. La planification actuelle des réseaux de distribution est dans un premier temps décrite dans ses grandes lignes, avec une attention particulière portée aux études de raccordement de la production décentralisée et aux leviers traditionnellement mis en œuvre pour dégager de la capacité d’accueil supplémentaire dans les réseaux existants. Cette première partie met en évidence les inconvénients des méthodes de planification actuelles en présence d’une forte production décentralisée. Dans un second temps, un état de l’art est établi sur les leviers novateurs d’intégration d’ENR. Cet état de l’art aboutit à un premier classement des leviers et identifie les éventuelles difficultés à surmonter pour favoriser leur mise en œuvre dans les réseaux de distribution. Les approches de planification utilisées pour étudier les impacts des leviers novateurs sont ensuite comparées afin d’identifier leurs hypothèses de calcul et leurs limites majeures. Le chapitre 1 se conclut par un positionnement des présents travaux par rapport aux études existantes.

Le chapitre 2 présente la démarche retenue ainsi que les méthodes utilisées pour étudier l’intégration des ENR à moyen/long terme dans le cadre d’une planification pluriannuelle de type « traditionnelle », c’est-à-dire lorsque tous les leviers considérés peuvent être dimensionnés sur des cas pessimistes de production et de consommation. Ces méthodes ont été implantées dans un outil de simulation afin de faciliter leur mise en œuvre. L’outil de simulation est détaillé bloc par bloc. L’accent est mis sur les points forts de l’approche de planification proposée par rapport aux approches existantes, en particulier : 1) la définition de stratégies de planification paramétrables pour représenter le comportement du GRD, 2) l’utilisation de plusieurs scénarios pluriannuels pour considérer le caractère incertain des futures arrivées d’ENR, et 3) la modélisation du réseau BT pour tenir compte des interactions entre les réseaux HTA et BT. Par souci de clarté, la présentation théorique de chaque bloc de l’outil est suivie d’une étude de cas illustrative sur la stratégie actuelle de planification.

Le chapitre 3 se focalise sur la méthode développée pour estimer efficacement l’état électrique du réseau HTA sur plusieurs années avec un pas de temps de 10 minutes. La méthode communément utilisée pour estimer l’état électrique du réseau consiste à faire des calculs séquentiels de répartition de flux de puissances à partir des séries temporelles de production et de consommation. Cette méthode ne peut pas être appliquée dans nos travaux en raison de son temps de calcul élevé. C’est pourquoi une nouvelle méthode, plus rapide et impactant peu la précision des résultats, a été investiguée : la construction d’un modèle approché du processus de calcul de répartition de flux de puissances à l’aide d’une technique d’approximation non-intrusive. Le chapitre 3 détaille le raisonnement suivi pour aboutir à cette méthode. Une recherche bibliographique est d’abord menée sur les techniques d’approximation non-intrusives, incluant les méthodes d’échantillonnage et d’approximation

(18)

17/332

habituellement envisagées. Les techniques d’approximation les plus prometteuses sont ensuite comparées en termes de rapidité et de précision pour estimer l’état électrique du réseau HTA sur une année au pas 10 minutes. Une procédure d’estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau HTA est finalement construite à partir des techniques d’approximation les plus efficaces. Le bon fonctionnement de cette procédure est validée sur plusieurs scénarios pluriannuels d’insertion d’ENR. Le chapitre 4 met en évidence le potentiel de l’outil de simulation développé dans les chapitres 2 et 3. A titre illustratif, l’outil est appliqué sur un réseau de distribution accueillant une forte production ENR sur dix ans pour étudier les impacts technico-économiques de deux paramètres de la stratégie de planification actuelle : 1) la tangente phi minimale admissible des producteurs HTA, et 2) la révision des consignes fixes de tangente phi des producteurs HTA existants. Des indicateurs statistiques sont utilisés pour évaluer l’influence de ces deux paramètres sur le coût, le dimensionnement et l’exploitation du réseau lorsque 200 scénarios pluriannuels d’arrivée d’ENR sont considérés. La problématique d’optimisation d’une stratégie de planification est abordée à l’aide d’une approche « par force brute », consistant à estimer l’indicateur statistique à minimiser pour un nombre donné de points candidats.

Le chapitre 5 décrit les procédures particulières à mettre en œuvre dans l’outil de simulation pour considérer des leviers novateurs d’intégration d’ENR. Ces méthodes permettent d’étudier la faisabilité technico-économique des leviers novateurs en planification et d’estimer les coûts opérationnels de ces leviers en exploitation, avec un impact maîtrisé sur le temps de calcul des études. Quelques résultats de stratégies de planification incluant l’effacement de production HTA sont donnés à titre illustratif. Le chapitre 6 propose une première contribution concernant l’optimisation automatique des stratégies de planification. Une difficulté majeure porte sur la prise en compte des incertitudes sur l’arrivée des nouveaux producteurs dans le processus d’optimisation. Après avoir présenté des formulations mathématiques possibles du problème d’optimisation, un état de l’art des algorithmes d’optimisation en présence d’évaluations bruitées est dressé dans le but de choisir un algorithme adapté aux particularités du problème. L’algorithme retenu, Informational Approach to Global Optimization (IAGO), est finalement expliqué étape par étape puis appliqué à l’optimisation d’une stratégie de planification mono-variable.

Il est important de noter que les apports de ces travaux sont méthodologiques. Les résultats de simulation sont obtenus sur un réseau de distribution particulier et ne peuvent donc pas être généralisés à un périmètre plus large.

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Introduction générale

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Etat de l’art Méthodes développées Etude de cas

Chapitre 1

Planification actuelle des réseaux de distribution. Leviers d’intégration d’ENR.

Approches de planification incluant des leviers novateurs.

Chapitre 2

Méthodes et cadre adaptés à l’étude de stratégies de planification pluriannuelles en présence d’ENR. Etude technico-économique illustrative de la stratégie actuelle de planification en France. Chapitre 3 Méthodes de réduction de temps des calculs de load-flow.

Méthodes d’échantillonnage. Méthodes d’approximation.

Méthode rapide et précise d’estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau HTA.

Comparaison de plusieurs techniques d’approximation

non-intrusives. Test de la méthode sur des

scénarios pluriannuels. Chapitre 4 Etude paramétrique de la stratégie actuelle de planification en France. Chapitre 5

Méthodes particulières pour l’étude de stratégies de planification incluant l’effacement de production. Comparaison technico-économique de stratégies de planification incluant l’effacement de production. Chapitre 6 Algorithmes d’optimisation en présence d’évaluations bruitées. Optimisation mono-variable de la stratégie actuelle de planification.

(20)

19/332

Planification des réseaux de distribution en présence d’énergies

renouvelables intermittentes

1.1 Introduction

La planification des réseaux désigne l’ensemble des moyens mis en œuvre pour anticiper les évolutions du réseau nécessaires à l’acheminement de l’électricité au moindre coût pour la société et dans des conditions optimales de sécurité, de qualité et d’impact environnemental. Pour atteindre ces objectifs difficilement conciliables, les Gestionnaires de Réseaux de Distribution (GRD) ont développé des méthodes et des outils de planification pour raccorder les nouveaux utilisateurs et développer le réseau à moyen/long terme. Les méthodes de planification en usage sont assez similaires d’un pays à l’autre [PAP13], [STR14], [RAM14] bien que quelques spécificités existent entre les pays en fonction du choix des grandes orientations techniques pris au niveau national – niveaux de tension, régime de neutre, architecture des réseaux, courants de court-circuit, etc. Ces méthodes ont été initialement conçues pour des réseaux de distribution avec un fonctionnement unidirectionnel, servant à acheminer l’électricité des centrales de production raccordées au réseau de transport jusqu’aux consommateurs finaux raccordés en moyenne et basse tension.

Depuis les années 2000, les installations de production à base d’énergie renouvelable (ENR) se déploient massivement dans les réseaux de distribution. Compte tenu des politiques énergétiques des pays européens, il est prévu que la part des ENR raccordées aux réseaux de distribution continue à augmenter significativement dans les décennies à venir [GOM14]. L’accroissement de la production décentralisée impose en particulier l’adaptation des réseaux de distribution à un fonctionnement bidirectionnel et l’édition de règles de raccordement précises [DOU10].

Le chapitre 1 a pour objet d’expliquer la problématique de la planification des réseaux de distribution en présence d’ENR intermittentes – qui constitue la raison des présents travaux de recherche. Après une description succincte des réseaux de distribution, nous présenterons la planification actuelle des réseaux de distribution dans ses grandes lignes, en veillant à expliquer les différentes études décisionnelles menées par les GRD et les principales hypothèses de calcul intervenant dans les études. Nous nous intéresserons principalement à la planification des réseaux de distribution en usage en France, qui servira de données d’entrée aux méthodes d’analyse et de planification pluriannuelle proposées dans les chapitres suivants. Une attention particulière sera portée aux leviers traditionnellement utilisés pour raccorder les ENR aux réseaux de distribution et aux limites des méthodes de planification traditionnelles en présence d’une forte production décentralisée. Un état de l’art est ensuite dressé sur les leviers novateurs susceptibles de réduire les coûts d’intégration des ENR. Cet état de l’art est suivi d’une analyse des approches récemment proposées pour étudier les impacts technico-économiques des leviers novateurs. Le chapitre 1 se conclut par le positionnement des présents travaux par rapport aux approches existantes, compte tenu de leurs limites majeures.

1.2 Les réseaux de distribution d’électricité

L’objet de cette partie est de donner au lecteur les informations de base sur les réseaux de distribution, en insistant sur le cas français.

(21)

Chapitre 1 Planification des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables intermittentes

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1.2.1 La structure des réseaux de distribution

Les réseaux de distribution électrique permettent d’acheminer l’électricité localement. Ces réseaux sont souvent définis par leurs frontières amont et aval [DOU10] : ils sont limités en amont par le réseau de transport, dédié à l’acheminement de l’électricité sur de longues distances (échelle interrégionale, nationale voire internationale), et en aval par les installations privées des utilisateurs du réseau. Un réseau de distribution peut être décomposé en deux parties (Figure 1-1) : le réseau moyenne tension dit HTA, et le réseau basse tension dit BT. En France, ces deux réseaux sont distribués en triphasé, les liaisons électriques étant constituées de trois phases en HTA et de trois phases et un neutre en BT.

Les interfaces entre les différents niveaux de tension sont assurées par des postes de transformation : plus de 2200 postes sources entre les réseaux HTB et HTA et 769500 postes de distribution

publique entre les réseaux HTA et BT en France1. Ces postes de transformation ont pour fonctions

principales la transformation de la tension, le réglage de la tension, la répartition des flux d’énergie et la protection du réseau. Les postes sources contribuent également à la mesure des flux d’énergie par des équipements de comptage, au changement tarifaire par la télécommande centralisée à 175 Hz, à la sûreté du réseau de transport par le système de délestage fréquence-métrique et à la continuité de l’alimentation électrique par les systèmes de réenclenchement automatique [ERD08].

Le réseau HTA achemine l’énergie entre le réseau de transport, les utilisateurs raccordés en HTA

triphasé et les postes de distribution publique desservant les utilisateurs raccordés en BT, par l’intermédiaire de plus de 613000 kilomètres de liaisons électriques1. La tension nominale en HTA est 20 kV entre phases (15 kV ou en dessous dans certains cas). En France, le réseau HTA est arborescent, en général bouclable mais exploité en boucle ouverte. En cas d’incident sur le réseau HTA, les utilisateurs peuvent être réalimentés par une demi-rame HTA adjacente ou un autre poste source grâce une manœuvre télécommandée à distance. Ce réseau est équipé de détecteurs permettant un contrôle à distance de l’état du réseau et une intervention rapide en cas de défaut.

Le réseau BT achemine l’énergie entre le réseau HTA et les utilisateurs raccordés en BT en 400 V

triphasé ou en 230 V monophasé, par l’intermédiaire de plus de 692000 kilomètres de liaisons électriques1. En France, le réseau BT est arborescent et non bouclé, avec des départs généralement construits pour être les plus courts possible. En cas d’incident sur le réseau BT, la réalimentation des utilisateurs doit se faire manuellement en déroulant un câble provisoire depuis un autre départ BT ou en installant un groupe électrogène.

1

Données issues du réseau de distribution géré par ERDF en 2014, disponible sur : http://www.erdf.fr/fonctionnement-du-reseau, dernière consultation le 11/09/2015.

(22)

21/332

Figure 1-1 Les réseaux de transport et de distribution en France.

La Figure 1-2 récapitule le vocabulaire habituellement employé pour désigner une partie du réseau de distribution : demi-rame, départ, jeu de barres, etc. Ces notions seront utilisées dans ce qui suit, notamment pour décrire le périmètre des études de planification.

Figure 1-2 Illustration de la structure du réseau public de distribution.

1.2.2 Les utilisateurs du réseau

Les utilisateurs du réseau sont les sites de consommation et/ou de production raccordés au réseau,

soutirant et/ou injectant de l’énergie électrique sur ce réseau.

Les réseaux de distribution alimentent la majorité des consommateurs d’un pays :

- principalement des consommateurs résidentiels, de quelques kilo-volt-ampères, raccordés en BT ; - des artisans, des PME et de petites industries, de quelques kilo-volt-ampères à une quarantaine de

mégawatts, raccordés en BT ou en HTA en fonction de leur niveau de puissance.

Depuis les années 2000, les réseaux de distribution accueillent de plus en plus de producteurs à base d’énergies renouvelables (ENR) dont la puissance installée est comprise entre quelques kilowatts et une dizaine de mégawatts. Les principales sources d’ENR développées aujourd’hui sont :

Postes sources HTB/HTA HTB2 HTB3 HTB1 HTA BT Poste de distribution HTA/BT Réseau de transport Réseaux de distribution Poste source

…

~

…

Poste de distribution publique Demi-rame HTA

Jeu de barres HTA

Départ HTA Départ BT Transformateur HTB/HTA Transformateur HTA/BT Utilisateur HTA HTB HTB HTA HTA HTA BT

~

Utilisateur BT

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22/332

- les sites photovoltaïques, prédominants en matière de nombre d’installations (Figure 1-3.a) ; - les sites éoliens, prédominants en matière de puissance installée (Figure 1-3.b).

Les producteurs éoliens et photovoltaïques se caractérisent par une puissance variable et imparfaitement prévisible en raison de la nature de leur source primaire (vent, ensoleillement).

Figure 1-3 Répartition de la production décentralisée par (a) nombre d’installations et (b) puissance installée sur le réseau géré par ERDF à fin juin 2015 [ERD15].

1.2.3 Les gestionnaires de réseaux de distribution

Avec la libéralisation du marché de l’énergie commencée dans les années 2000, les activités de production et de commercialisation de l’électricité ont progressivement été ouvertes à la concurrence, tandis que les activités de transport et de distribution sont restées des monopoles régulés afin de garantir un service public d’électricité.

Les Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) ont en charge les activités de distribution d’électricité incluant : la planification et le développement des réseaux, la conduite et l’exploitation des réseaux, l’entretien des réseaux, l’accès non discriminatoire des utilisateurs aux réseaux, le comptage et la gestion des flux d’électricité sur les réseaux [DOU10]. La distribution d’électricité étant un service public non soumis à la concurrence, les GRD doivent fournir l’acheminement de

l’électricité au meilleur coût pour la société dans des conditions optimales de sécurité, de qualité et d’environnement.

Pour exercer leurs missions, les GRD français sont rémunérés par le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE) proposé la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) et approuvé par décision ministérielle. Cette enveloppe budgétaire, qui est financée par les utilisateurs de réseau, reflète le montant des coûts qu’un GRD performant devrait engager pour accomplir ses missions. En France, la distribution d’électricité est assurée sur 95 % du territoire par ERDF et sur le reste du territoire par 160 entreprises locales de distribution rassemblant des sociétés locales, des sociétés d’intérêt collectif agricole d’électricité et des régies communales.

1.3 La planification actuelle des réseaux de distribution

La planification des réseaux désigne l’ensemble des moyens mis en œuvre pour anticiper les évolutions du réseau nécessaires à l’acheminement de l’électricité. Les objectifs à atteindre sont difficiles à concilier : le développement des réseaux doit satisfaire des exigences de qualité et de sécurité auprès des utilisateurs tout en minimisant l’impact environnemental et le coût pour la société. Plusieurs spécificités inhérentes au système de distribution doivent être prises en compte en planification [CAR91] : 99% 47% 27% 2% 1% 9% 3% 4% 8% Eolien Photovoltaïque Biogaz Biomasse Cogénération Déchets ménagers Dispatchable Hydraulique (a) (b)

(24)

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- Le renforcement et la création des ouvrages nécessitent des investissements potentiellement lourds. Pour un problème technique donné, différentes solutions doivent donc être imaginées pour trouver un optimum technico-économique.

- Les ouvrages ont une durée de vie de 40 ans et plus. La réalisation de nouveaux ouvrages impacte donc l’architecture des réseaux à long terme.

- Les délais de réalisation des ouvrages varient entre quelques mois et plusieurs années. Le développement de réseaux doit donc, si possible, être anticipé à moyen et long termes.

- Une partie des investissements est imposée et doit être réalisée en priorité. C’est le cas du raccordement des nouveaux utilisateurs et du remplacement des ouvrages défectueux.

- Les choix d’investissements délibérés sont confrontés à un environnement futur incertain : écarts de prévision de consommation, connaissance des nouveaux producteurs limitée à quelques années, évolution possible du cadre réglementaire, etc. Il est donc nécessaire d’avoir une vision stratégique et de réviser régulièrement les choix de planification long terme pour tenir compte des écarts de prévision et des évolutions significatives du réseau à court et moyen termes.

De ce fait, la planification des réseaux doit rechercher des compromis, notamment entre les objectifs à court terme et les objectifs à long terme, entre les investissements et les coûts opérationnels, entre le coût et la qualité d’acheminement de l’électricité, etc. Pour y parvenir, les GRD ont développé des méthodes de travail et des outils leur permettant notamment de :

- définir des solutions techniques respectant les engagements du GRD en termes de sécurité, de qualité et d’impact environnemental au meilleur coût pour la société ;

- arbitrer à tout moment les investissements issus de différents problèmes techniques.

Les Documentations Techniques de Référence (DTR) des différents GRD peuvent présenter des approches légèrement différentes. Les méthodes présentées ci-après sont celles d’ERDF, généralement adoptées par les autres GRD en France [ERD15-2]. Nous nous intéresserons principalement à la planification propre au dimensionnement des ouvrages du réseau. Le lecteur intéressé pourra trouver des informations détaillées sur le plan de protection, le plan de sauvegarde et l’étude des taux de défaillance des ouvrages dans [CAR91] et [FRA10].

1.3.1 Les études décisionnelles et les plans de planification

Les réseaux de distribution doivent être développés pour faire face à différents problèmes : - à court terme, par exemple :

o_{l’arrivée de nouveaux utilisateurs demandant un raccordement au réseau,}

o_{les réclamations d’utilisateurs insatisfaits de la qualité de fourniture d’électricité,} o_{la défaillance d’ouvrages existants ;}

- à moyen et long termes, par exemple :

o_{l’accroissement de la consommation des utilisateurs existants,}

o_{l’accroissement du nombre de consommateurs BT sujets à des tensions basses (appelés Clients} Mal Alimentés, CMA),

o_{le vieillissement des ouvrages du réseau,} o_{le respect du cadre réglementaire ou normatif,} o_{les engagements des GRD auprès de l’Etat.}

Pour traiter ces différents problèmes, le GRD mène des études décisionnelles et élabore des plans de planification sur plusieurs horizons temporels (Figure 1-4).

(25)

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Figure 1-4 Etudes décisionnelles et plans de planification du GRD.

1.3.1.1 Les études de raccordement des utilisateurs HTA et BT

Les études de raccordement ont pour objet de déterminer la meilleure façon de raccorder un nouvel utilisateur au réseau de sorte à minimiser les investissements sous respect de différents critères de sécurité et de qualité pour l’ensemble des utilisateurs du réseau. Le niveau de tension de raccordement de l’utilisateur dépend de sa puissance de raccordement (Tableau 1-1) et de la tension du réseau le plus proche de l’installation.

Raccordement en HTA Raccordement en BT Consommateur de

puissance Pn

Pn ≤ min (40 MW, 100/d MW)

où d : distance au poste source [km] Pn ≤ 18 kVA en monophasé _{(limité à 6 kVA pour les} producteurs par ERDF) Pn ≤ 250 kVA en triphasé

Producteur de puissance Pn

Pn ≤ 12 MW

Jusqu’à 17 MW sur dérogation

Tableau 1-1 Tension de raccordement de référence. Sources : arrêtés du 17 mars 20032 et du 23 avril 20083.

Deux types de configuration de raccordement sont envisagés :

- le raccordement en départ mixte, i.e., le raccordement à un départ existant auquel des consommateurs et éventuellement des producteurs sont déjà raccordés (Figure 1-5.a) ;

- le raccordement en départ direct, i.e., le raccordement au poste source le plus proche via un départ nouvellement créé pour le nouvel utilisateur (Figure 1-5.b).

Figure 1-5 Illustration des configurations de raccordement : (a) en départ mixte, (b) en départ direct.

Lors d’une étude de raccordement en HTA, le GRD vérifie un certain nombre de critères en fonction de la puissance et du type de matériel du nouvel utilisateur [ERD08-2]. Tout d’abord, il s’assure systématiquement que le raccordement du nouvel utilisateur respecte à tout instant les capacités de

2

Arrêté du 17 mars 2003 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement au réseau public de distribution d'une installation de consommation d'énergie électrique, disponible sur : http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000000602843&dateTexte= 20080602&fastPos=65&fastReqId=1120208375&oldAction=rechTexte, dernière consultation le 22/07/2012.

3

Arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une installation de production d'énergie électrique, disponible sur : http://www.legifrance.gouv.fr/ affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000018698004, dernière consultation le 22/07/2012.

Horizon temporel 1 an 10 ans 30 ans Raccordement des utilisateurs HTA_etBT

Plans de développement des postes sources et du réseau HTA

Plan Aléas Climatiques

Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des ENR Schémas Directeurs Adaptation du réseau HTA_etBT

~

Transformateur Nouvel utilisateur Départ B Départ A

~

Transformateur Nouvel utilisateur Départ B Départ A Départ C (a) (b)

(26)

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transit des ouvrages du réseau HTA, les plages de tension admissibles sur les réseaux HTA et BT, et le fonctionnement du plan de protection contre les défauts entre phases du réseau HTA et du point de raccordement [ERD10], [ERD15-3], [ERD08-3]. Lorsque le nouvel utilisateur est un producteur, le GRD vérifie également la tenue de la tension, le sens de transit et la puissance maximale au poste source [ERD11] ainsi que les courants de court-circuit supplémentaires apportés par le producteur [ERD08-4]. Des études complémentaires peuvent être requises pour estimer la contribution aux variations rapides de la tension [ERD08-5], les courants harmoniques injectés [ERD08-6] et l’impact sur la transmission du signal tarifaire [ERD14-2].

Lors d’une étude de raccordement en BT, le GRD s’assure que le raccordement du nouvel utilisateur respecte à tout instant les capacités de transit des ouvrages du réseau BT et les plages de tension admissibles sur le réseau BT. Lorsque le nouvel utilisateur est un producteur, le GRD vérifie aussi la tenue de la tension, le sens de transit et la puissance maximale au poste de distribution [ERD11-2]. Si aucune contrainte n’a été détectée lors de l’étude de raccordement, l’utilisateur peut être raccordé au réseau sans délai. Dans le cas contraire, le GRD doit renforcer les ouvrages du réseau en contrainte et/ou créer de nouveaux ouvrages avant d’effectuer le raccordement de l’utilisateur. Lorsque le nouvel utilisateur est un producteur, le GRD peut également résoudre certaines surtensions en abaissant la tangente phi des producteurs HTA, la consigne de tension du transformateur HTB/HTA et/ou la prise de référence du transformateur HTA/BT ; ces solutions seront détaillées dans la partie 1.4.2.

En France, conformément à l’arrêté du 28 août 20074, les coûts de raccordement sont calculés à partir de barèmes de facturation établis par les GRD et validés par la CRE. La répartition des coûts de raccordement entre les acteurs dépend des caractéristiques de l’utilisateur à raccorder comme détaillé dans le Tableau 1-2. Il est important de noter que les consommateurs bénéficient sur leur contribution d’un taux de réfaction fixé à 40 % par l’arrêté du 17 juillet 20085, tandis que les producteurs doivent payer la totalité de leur contribution selon l’article L341-2 du Code de l’Energie6.

En cas de création d’ouvrages, le GRD peut éventuellement mettre en œuvre une configuration de raccordement plus coûteuse pour mutualiser des investissements identifiés lors des études d’adaptation du réseau et dans les plans de développement de réseau HTA. Le cas échéant, les coûts supplémentaires sont à la charge du GRD.

4

Arrêté du 28 août 2007 fixant les principes de calcul de la contribution mentionnée aux articles 4 et 18 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, disponible : http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000000795938, dernière consultation le 10/09/2015.

5

Arrêté du 17 juillet 2008 fixant les taux de réfaction mentionnés dans l'arrêté du 28 août 2007 fixant les principes de calcul de la contribution mentionnée aux articles 4 et 18 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, disponible : http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000019774037, dernière consultation le 10/09/2015.

6

Article L341-2 du Code de l’Energie, disponible : http://legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do?cidTexte= LEGITEXT000023983208&idArticle=LEGIARTI000023986728&dateTexte=&categorieLien=cid, dernière consultation le 10/09/2015.

(27)

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Caractéristiques du nouvel utilisateur à

raccorder

Acteurs supportant les postes de coût de raccordement Ouvrages nouvellement créés dans le domaine de raccordement du nouvel utilisateur Ouvrages renforcés dans le domaine de raccordement du nouvel utilisateur Ouvrages nouvellement créés dans le domaine de raccordement supérieur Ouvrages renforcés dans le domaine de raccordement supérieur Consommateur BT vérifiant Pn < 36 kVA et d < 250 m Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur (40 %) et GRD (60 %) GRD GRD Autre consommateur BT Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur HTA vérifiant Pn < 500 kW et d < 250 m Consommateur (40 %) et GRD (60 %) GRD GRD Autre consommateur HTA Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Consommateur (40 %) et GRD (60 %) Producteur BT vérifiant Pn < 6/18 kVA en mono-/triphasé Producteur Producteur GRD

Autre producteur BT Producteur Producteur Producteur

Producteur HTA Producteur Producteur Producteur

NB : Pn désigne la puissance nominale de l’utilisateur et d la distance séparant l’utilisateur du poste de transformation.

Tableau 1-2 Répartition des postes de coût de raccordement entre les acteurs. Sources : arrêtés du 28 août 20074 et du 17 juillet 20085, article L341-2 du Code de l’Energie6, [ERD11-3].

1.3.1.2 Les études d’adaptation des réseaux HTA et BT

Les études d’adaptation de réseaux ont pour objet d’établir les investissements nécessaires sur le réseau pour résoudre des contraintes locales causées par des consommateurs existants et/ou pour anticiper l’accroissement de consommation des utilisateurs existants sur les dix prochaines années [ERD08]. Les études d’adaptation de réseaux ne tiennent pas compte de l’impact de la production décentralisée sur le dimensionnement des ouvrages car :

- les études de raccordement permettent déjà de s’assurer que les producteurs peuvent injecter à tout instant leur puissance dans des conditions normales d’exploitation [ERD15-3], [ERD11-2] ; - le GRD peut demander aux producteurs de déconnecter leur installation voire, pour certains

producteurs, de limiter temporairement leur puissance, en cas de conditions dégradées d’exploitation [ERD10-2], [ERD12].

Il est essentiel de noter que le GRD étudie aujourd’hui séparément les adaptations du réseau HTA

et les adaptations du réseau BT. Les contraintes sont vérifiées en considérant l’accroissement de

consommation prévue sur 10 ans. En cas de contrainte détectée, le GRD doit établir la liste des ouvrages à renforcer/créer ainsi que les investissements correspondants.

1.3.1.3 Les plans de développement des postes sources et du réseau HTA

La planification à moyen/long terme est différente en HTA et en BT :

- Sur le domaine HTA, le foisonnement de la consommation et l’évolution modérée du réseau rendent possible une anticipation des contraintes sur le long terme. Le GRD est donc capable d’élaborer des schémas directeurs à 30 ans et d’établir une liste prévisionnelle des travaux de développement du réseau HTA sur 10 ans.

- Sur le domaine BT, l’anticipation des contraintes à long terme est plus difficile du fait des aléas individuels importants et de l’évolution rapide du réseau. Le GRD planifie le développement du

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réseau souvent suite au constat de contraintes. Les zones à traiter sont classées en fonction du nombre de Clients Mal Alimentés7 (CMA) et sont traitées en fonction de l’enveloppe budgétaire allouée à la qualité de fourniture.

C’est pourquoi seule la planification HTA est possible au-delà de 10 ans. Trois types de plan sont établis : un Plan Aléas Climatiques (PAC) sur 10 ans, des Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER) sur 10 ans et des Schémas Directeurs (SD) sur 30 ans.

1.3.1.3.1 Le Plan Aléas Climatiques

Le Plan Aléas Climatiques (PAC) contient l’ensemble des engagements pris par EDF auprès de l’Etat français pour réduire la sensibilité du réseau électrique aux risques d’incident majeur d’origine climatique [HOR07], [ERD15-4]. Le PAC inclut trois parties :

- Une identification des risques d’incident majeur d’origine climatique. Les niveaux de risque sont souvent représentés à la maille départementale sous la forme de cartographie des quantités de lignes aériennes, de câbles souterrains et de postes électriques jugés vulnérables.

- Un diagnostic global des fragilités du réseau. Ce diagnostic est révisé tous les ans en tenant compte des conséquences des aléas climatiques survenus dans l’année.

- Un plan d’actions pour atteindre le niveau de sécurisation du réseau électrique visé sur 10 ans. Le PAC relatif aux réseaux de distribution contient notamment un programme de résorption progressive des lignes d’ossature HTA aériennes en zones boisées ou arborées et des engagements sur des quantités de réseaux HTA et BT aériens à enfouir.

Pour faciliter son pilotage, le PAC est décliné en plans régionaux de sécurisation détaillés au niveau du département, eux-mêmes déclinés en projets de sécurisation construits au niveau d’un ou de plusieurs départs HTA et intégrés aux Schémas Directeurs.

1.3.1.3.2 Les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables

Les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER) visent à définir les besoins d’évolution du réseau français existant pour atteindre les objectifs régionaux de développement des ENR à l’horizon 2020, en approbation avec les Schémas Régionaux du Climat, de l'Air et de l'Energie [RTE12]. Les SRRRER sont élaborés par le gestionnaire du réseau de transport en accord avec les GRD concernés. Chaque SRRRER contient :

- une liste des ouvrages à créer et à renforcer ;

- la capacité d'accueil8 globale du SRRRER et la capacité d'accueil fixée par poste source ; - le coût prévisionnel des investissements à réaliser par ouvrage renforcé/créé ;

- le calendrier des études à réaliser par les gestionnaires de réseau pour la réalisation des travaux. Grâce au SRRRER, les producteurs ENR d'une puissance installée supérieure à 36 kVA bénéficient d’une réservation de la capacité d’accueil du SRRRER pendant 10 ans. Le producteur est alors raccordé au poste électrique le plus proche disposant d’une capacité de réserve suffisante. En contrepartie, le producteur doit payer aux gestionnaires de réseau [ERD14] :

- le coût total des ouvrages destinés à assurer son raccordement aux ouvrages du SRRRER ;

- une quote-part régionale des ouvrages à créer en application du SRRRER, proportionnelle à sa puissance installée.

Le coût des ouvrages à renforcer dans le SRRRER reste à la charge des gestionnaires de réseau.

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Les CMA sont les consommateurs raccordés au réseau BT qui sont sujets à des tensions inférieures à U = 0,9.Un à leur point de raccordement, où Un est la tension nominale BT.

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